Рост продолжительности отрицательных цен на электроэнергию в Европе в первой половине 2026 года меняет рынок PPA для солнечной энергетики с накопителями

Репортаж от Wedoany，Европейский рынок электроэнергии сталкивается с ситуацией, когда переизбыток предложения от солнечной генерации сочетается с дефицитом в отдельные периоды. По данным S&P Global, в первой половине 2026 года в пяти крупнейших рынках ЕС, включая Великобританию, количество часов с отрицательными ценами было примерно на 2% выше рекордного уровня, зафиксированного за аналогичный период 2025 года. За весь 2025 год общее количество часов с отрицательными ценами более чем в 13 раз превысило показатель 2022 года. Высокая выработка солнечной энергии в сочетании с умеренным спросом, выработкой ветровой энергии и ограниченной гибкостью сети усиливает периоды переизбытка предложения.

В часы пиковой выработки солнечной энергии количество часов с низкими или отрицательными ценами постоянно растёт. В то же время летними вечерами наблюдается всё больше случаев значительного роста цен, когда гибкие электростанции, такие как газовые, должны быстро наращивать выработку, чтобы компенсировать снижение генерации солнечной энергии после заката. Различия между рынками остаются существенными: во Франции наибольшее количество часов с отрицательными ценами, где высокая выработка атомной энергии оказывает давление на цены в регионе; в Германии более высокие цены на природный газ поддерживают цены на электроэнергию летом; в Италии, которая в большей степени зависит от газовой генерации, часов с отрицательными ценами не наблюдалось. Тем не менее, эта тенденция распространяется на большинство европейских рынков.

Усиление волатильности цен на электроэнергию меняет ожидания по доходности аккумуляторных накопителей. По данным Platts, входящего в S&P Global Energy, во втором квартале 2026 года пиковые суточные спреды оптовых цен, доступные для аккумуляторных батарей в Германии, превышали 650 евро/МВт·ч, а в среднем составляли около 200 евро/МВт·ч, что выше уровня Испании и Великобритании. В регионах с преобладанием солнечной генерации, таких как Испания, развитие в последние годы усиливает инвестиционные возможности для крупномасштабных накопителей энергии.

Эта ситуация также переопределяет доходы солнечных проектов, подверженных рыночному риску. В настоящее время около 10–15% европейских солнечных мощностей подвержены рыночному риску (merchant risk), в то время как более 61 ГВт законтрактовано через соглашения о покупке электроэнергии (PPA). В Германии лишь около 9% установленной общей мощности напрямую подвержены рынку. По мнению S&P Global, проблема заключается не в экономической конкурентоспособности солнечных технологий, а в потере стоимости нескорректированной солнечной генерации в часы пиковой выработки — электроэнергия, вырабатываемая солнечными электростанциями, может всё труднее соответствовать моментам, когда система нуждается в энергии или когда энергия имеет более высокую рыночную стоимость.

Эта динамика также передаётся на рынок PPA. В традиционных контрактах «оплата по факту выработки» (pay-as-produced) покупатель приобретает электроэнергию по фактическому объёму выработки станции; такие контракты разрабатывались исходя из предположения, что электроэнергия из возобновляемых источников обычно имеет высокую ценность в момент генерации, а риски, связанные с временным профилем, легче принимать на себя. На рынках с высокой долей солнечной энергии эта модель теперь означает более высокий риск временного профиля: покупатель получает электроэнергию в момент выработки станцией, независимо от того, соответствует ли это его потребностям в потреблении или благоприятным ценовым периодам.

В 2025 году независимые солнечные фотоэлектрические станции составляли более 55% объявленных PPA-сделок в Европе; в первой половине 2026 года их доля снизилась примерно до одной трети, а объём законтрактованных мощностей составил менее 3 ГВт. Бруно Брунетти (Bruno Brunetti), руководитель направления доходов от возобновляемых источников энергии в S&P Global Energy Horizons, отмечает, что покупатели по-прежнему нуждаются в возобновляемой энергии, но всё чаще ищут контрактные структуры, которые позволяют чётко управлять временем поставки, захватом цен и подверженностью периодам отрицательных цен. «Снижение объёмов контрактации независимых солнечных проектов свидетельствует о том, что отрицательные цены становятся структурной проблемой в дизайне PPA, а не просто вопросом рыночного риска».

В этом контексте всё более важными становятся комбинации различных технологий. Эта эволюция способствует переходу к агрегации активов и более структурированным энергетическим продуктам. По данным S&P Global, отрасль движется к модели почасового соответствия генерации и спроса (hourly matching), и почасовые сертификаты и другие системы гранулированной сертификации могут стать следующим шагом в закупках чистой электроэнергии корпоративными потребителями. Идущий пересмотр глобального стандарта GHG Protocol для области охвата 2 (Scope 2) также исследует методы, позволяющие приблизить заявления на основе рыночных инструментов к фактическому времени использования электроэнергии; этот стандарт охватывает косвенные выбросы парниковых газов, возникающие в результате покупки и потребления предприятием электроэнергии, пара, тепла и холода. Брунетти считает, что учёт временной ценности электроэнергии из возобновляемых источников через механизмы почасового соответствия может усилить инвестиционные сигналы не только для ветровой и солнечной энергетики, но и для аккумуляторных батарей, гибкой гидроэнергетики и других ресурсов, необходимых для удовлетворения спроса в периоды дефицита. Трансформация рынка PPA отражает более глубокие изменения в европейской энергосистеме: ценность возобновляемой энергии всё меньше определяется просто объёмом выработки и всё больше — её доступностью в моменты, когда система нуждается в ней.